RU2211343C1 - Method of and plant for recovery of heat in contact-type steam-gas plant - Google Patents
Method of and plant for recovery of heat in contact-type steam-gas plant Download PDFInfo
- Publication number
- RU2211343C1 RU2211343C1 RU2002126387/06A RU2002126387A RU2211343C1 RU 2211343 C1 RU2211343 C1 RU 2211343C1 RU 2002126387/06 A RU2002126387/06 A RU 2002126387/06A RU 2002126387 A RU2002126387 A RU 2002126387A RU 2211343 C1 RU2211343 C1 RU 2211343C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- regenerator
- turbine
- gas
- mixture
- Prior art date
Links
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области энергетики и может использоваться при создании новых и совершенствовании существующих комбинированных парогазовых установок (ПГУ) контактного типа (ПГУ-К), предназначенных для выработки электроэнергии или в качестве силового привода, например компрессоров газоперекачивающих станций магистральных газопроводов. The invention relates to the field of energy and can be used to create new and improve the existing combined combined cycle gas turbines (CCGT) of the contact type (CCGT-K) designed to generate electricity or as a power drive, for example, compressors of gas pumping stations of gas pipelines.
Известны ПГУ-К со смешением пара с продуктами сгорания: пар, полученный в котле-утилизаторе за счет охлаждения выходящих из турбины продуктов сгорания, впрыскивают в газовый тракт под давлением в камеру сгорания и/или в проточную часть турбины. Рабочее тело в ПГУ-К - парогазовая смесь (ПГС). Такие установки отличаются наибольшей эффективностью по сравнению с обычными чисто паро- или газотурбинными установками и ПГУ, но без смешения: они превосходят лучшие современные паротурбинные установки по удельной мощности на 20-100% и более, по КПД на 5-10% и более при меньших капитальных и эксплуатационных затратах. PGU-K is known with mixing steam with combustion products: the steam received in the recovery boiler by cooling the combustion products leaving the turbine is injected into the gas path under pressure into the combustion chamber and / or into the turbine flow path. The working fluid in PSU-K is a gas-vapor mixture (ASG). Such plants are most efficient compared to conventional purely steam or gas turbine plants and combined cycle power plants, but without mixing: they surpass the best modern steam turbine plants in specific power by 20-100% or more, in efficiency by 5-10% or more at lower capital and operating costs.
Преимущества контактного цикла перед схемой без смешения - в установках с высоконапорным парогенератором или со сбросом газа после турбины в котел связаны с эффектом впрыска пара: охлаждение турбинных лопаток, увеличение массы рабочего тела, улучшение технико-экономических показателей. Работа на ПГС значительно улучшает экологические показатели: уменьшается содержание оксидов азота NOx в отходящих газах вследствие снижения их температуры и подавления образования этих оксидов в присутствии водяных паров. Известен способ утилизации тепла в комбинированных ПГУ со сбросом газа в котел: схема включает замкнутый контур, содержащий котел-утилизатор, паровую турбину с электрогенератором и конденсатор (см., например, Теплоэнергетика, 1996, 4, стр.5, рис.56).The advantages of the contact cycle over the scheme without mixing - in installations with a high-pressure steam generator or with gas discharge after the turbine into the boiler, are associated with the effect of steam injection: cooling of the turbine blades, increase in the mass of the working fluid, and improvement of technical and economic indicators. Work on ASG significantly improves environmental performance: the content of nitrogen oxides NO x in the exhaust gases decreases due to a decrease in their temperature and inhibition of the formation of these oxides in the presence of water vapor. There is a method of heat recovery in combined CCGT units with gas discharge to the boiler: the circuit includes a closed loop containing a waste heat boiler, a steam turbine with an electric generator and a condenser (see, for example, Heat Power Engineering, 1996, 4, p.5, Fig. 56).
За счет утилизации тепла газов вырабатывается электрическая мощность. Однако в этой и подобных схемах отсутствуют впрыск пара в газовый тракт турбины и связанные о этим преимущества. By utilizing the heat of the gases, electrical power is generated. However, in this and similar schemes there is no injection of steam into the gas path of the turbine and the related advantages.
В другом известном способе утилизации полученный в котле-утилизаторе пар направляют в турбину (В.А. Зысин. Комбинированные парогазовые установки и циклы. М. - Л.: ГЭИ, 1962, стр.18, рис.1-3з, аналог). Принципиальный недостаток этого, как и всех известных решений, заключается в безвозвратных потерях исходной воды, и следовательно, в потребности в водном источнике и дорогостоящей подготовке воды. In another known method of disposal, the steam obtained in the recovery boiler is sent to the turbine (V. A. Zysin. Combined Combined Cycle Units and Cycles. M. - L.: SEI, 1962, p. 18, Fig. 1-3-3, analog). The fundamental drawback of this, as of all known solutions, is the irretrievable loss of the source water, and therefore, the need for a water source and costly water treatment.
Экономия, а по возможности исключение потерь цикловой воды - важнейшая задача в современной паровой и парогазовой энергетике, актуальность которой все более возрастает. Saving, and, if possible, eliminating losses of cyclic water is the most important task in modern steam and gas-vapor energy, the relevance of which is increasing.
Наиболее близким к предлагаемому является техническое решение, предложенное в книге: В.М.Масленников, Ю.А.Выскубенко, В.Я.Штеренберг (СССР), Г.Р. Смитсон, Ф. Л. Робсон, А.В.Лемон, В.Т.Лохон (США). Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики. М.: Наука, 1983, стр.249, рис.12-3. Это техническое решение принято в качестве прототипа. Closest to the proposed is the technical solution proposed in the book: V.M. Maslennikov, Yu.A. Vyskubenko, V. Ya. Shterenberg (USSR), G.R. Smithson, F.L. Robson, A.V. Lemon, V.T. Lokhon (USA). Combined cycle gas turbine gasification plants and environmental problems of energy. M .: Nauka, 1983, p. 249, Fig. 12-3. This technical solution was made as a prototype.
В комбинированной ПГУ-К реализуется способ, включающий: сжатие воздуха в многоступенчатом компрессоре; сжигание топлива с впрыском пара в камере сгорания; подачу полученной ПГС в парогазовую турбину; охлаждение отработанной в турбине ПГС в утилизационном котле-парогенераторе (УКПГ); подачу пара из него на впрыск в камеру сгорания и турбину. A combined CCGT-K implements a method that includes: air compression in a multi-stage compressor; burning fuel with steam injection in the combustion chamber; feeding the obtained ASG to the combined cycle turbine; cooling spent gas turbine in an ASG turbine in a recovery boiler-steam generator (UKPG); supply of steam from it for injection into the combustion chamber and turbine.
Установка содержит газовый контур, в котором последовательно установлены: многоступенчатый компрессор; камера сгорания и парогазовая турбина, снабженные устройствами для впрыска пара; УКПГ, соединенный трубопроводами подачи пара на впрыск в камеру сгорания и турбину, а также деаэратор для дегазации конденсата. The installation contains a gas circuit in which are installed in series: a multi-stage compressor; a combustion chamber and a combined cycle gas turbine equipped with steam injection devices; Combined gas turbine unit connected by steam supply pipelines for injection into the combustion chamber and turbine, as well as a deaerator for condensate degassing.
Теплые газы из котла-утилизатора выбрасываются в атмосферу вместе с водяными парами впрыска. Warm gases from the recovery boiler are released into the atmosphere along with water vapor injection.
Задача регенерации воды в этом решении не ставится и не решается, а преследуется цель использования установки в пиковом режиме, а также увеличения полезной мощности. The task of water regeneration in this solution is not posed and is not solved, but the aim is to use the installation in peak mode, as well as to increase the useful power.
Главная цель изобретения - исключение потерь воды с выхлопными газами путем глубокой утилизации их тепла, включая полную конденсацию водяных паров из ПГС в пределах газового тракта. Одновременно обеспечиваются общее улучшение технико-экономических показателей - экономичности, мощности и пр. The main objective of the invention is the elimination of water losses with exhaust gases through the deep utilization of their heat, including the complete condensation of water vapor from the ASG within the gas path. At the same time, a general improvement of technical and economic indicators is ensured - profitability, power, etc.
Задача решается за счет того, что в способе, включающем: сжатие воздуха в многоступенчатом компрессоре, сжигание топлива с впрыском пара в камере сгорания, подачу ПГС в парогазовую турбину, охлаждение отработанной ПГС в утилизационном котле-парогенераторе (УКПГ); подачу образующегося в нем пара из него на впрыск в камеру сгорания и турбину, после УКПГ парогазовую смесь направляют в регенератор, при этом температуру ПГС на входе в него поддерживают в пределах 125-140oС, а давление - в пределах 4,2-6,5 кг/см2; полученный в регенераторе пар подают в паровую конденсационную турбину, отработавший пар - в воздушный конденсатор, а конденсат - в регенератор, при этом ПГС далее направляют в многоступенчатый турбодетандер, сепарируют по ходу смеси конденсат в сепараторах капельной влаги, а конденсат из регенератора и сепараторов отводят в конденсатную линию и подают в УКПГ.The problem is solved due to the fact that in a method including: compressing air in a multi-stage compressor, burning fuel with steam injection in the combustion chamber, supplying the ASG to the combined cycle gas turbine, cooling the spent ASG in the recovery boiler-steam generator (UKPG); the steam generated in it from it for injection into the combustion chamber and turbine, after the gas treatment unit the gas-vapor mixture is sent to the regenerator, while the temperature of the ASG at the inlet to it is maintained within 125-140 o C, and the pressure in the range 4.2-6 5 kg / cm 2 ; The steam received in the regenerator is fed to a steam condensing turbine, the exhaust steam to an air condenser, and the condensate to a regenerator, while the ASG is then sent to a multi-stage turboexpander, condensate is separated along the mixture in drip moisture separators, and the condensate from the regenerator and separators is taken to condensate line and served in UKPG.
Способ реализуют в парогазовой установке, содержащей газовый контур, в котором установлены многоступенчатый компрессор, камера сгорания и парогазовая турбина, снабженные устройствами для впрыска пара, УКПГ, соединенный трубопроводами подачи пара на впрыск в камеру сгорания и на охлаждение парогазовой турбины, а также деаэратор для дегазации конденсата, дополнительно снабженной замкнутым паротурбинным контуром, включающим регенератор непосредственно за УКПГ, паровую конденсационную турбину и воздушный конденсатор, соединенный конденсатопроводом с регенератором, а также установленным за регенератором многоступенчатым турбодетандером с сепараторами капельной влаги, размещенными между ступенями и на выходе, соединенным конденсатной линией с диаэратором. The method is implemented in a combined-cycle plant containing a gas circuit in which a multi-stage compressor, a combustion chamber and a combined-cycle turbine are installed, equipped with steam injection devices, a gas treatment unit connected by pipelines for supplying steam to the injection into the combustion chamber and cooling the combined cycle gas turbine, as well as a deaerator for degassing condensate, additionally equipped with a closed steam-turbine circuit, including a regenerator directly behind the gas treatment plant, a steam condensing turbine and an air condenser connected to the condensate with a conduit with a regenerator, as well as a multi-stage turboexpander installed behind the regenerator with droplet moisture separators located between the steps and at the outlet, connected by a condensate line to the diaaerator.
Сущность изобретения заключается в том, что создается замкнутый парогазоводяной тракт, в котором полностью конденсируется пар из ПГС. Кроме того, паротурбинный контур и многоступенчатый турбодетандер дают дополнительную электрическую мощность, обеспечивая глубокую утилизацию тепла и полную конденсацию паров. При использовании способа имеет место и экологический эффект - от снижения содержания оксидов азота в выхлопных газах. The essence of the invention lies in the fact that creates a closed steam-gas path in which the steam from the ASG is completely condensed. In addition, the steam-turbine circuit and multi-stage turboexpander give additional electric power, providing deep heat recovery and complete vapor condensation. When using the method, there is also an environmental effect - from reducing the content of nitrogen oxides in the exhaust gases.
Схема ПГУ-К с конденсацией особенно эффективна при утилизации продуктов сгорания природного газа, благодаря повышенному содержанию в них водяных паров и высокому качеству выделяющегося из продуктов сгорания конденсата - обессоленной воды. Он не содержит растворенных солей и является химически чистой синтетической водой. После дегазации такой конденсат может использоваться в качестве питательной воды котлов, другая механическая или химическая очистка не требуется. The CCGT-K scheme with condensation is especially effective in the utilization of natural gas combustion products, due to the increased content of water vapor in them and the high quality of the condensate released from the combustion products - demineralized water. It does not contain dissolved salts and is chemically pure synthetic water. After degassing, such condensate can be used as boiler feed water; other mechanical or chemical cleaning is not required.
Современные технологии газификации низкосортных топлив, в том числе сернистых и зольных углей, с получения чистого продукта открывают возможности работы предлагаемых ПГУ-К на этих топливах, т.е. делают их топливную базу неограниченной. В предлагаемом способе заявляются пределы температуры и давления ПГС на входе в регенератор: 125-140oС и 4,2-6,5 кг/см2. Они выбраны опытным путем, подтверждены расчетом и являются оптимальными, так как обеспечивают одновременно наибольшую мощность установки и практически полную конденсацию паров на участке регенератора.Modern gasification technologies for low-grade fuels, including sulfur and ash coals, from obtaining a pure product open up the possibilities for the proposed CCGT-K to operate on these fuels, i.e. make their fuel base unlimited. The proposed method claims the limits of temperature and pressure of the ASG at the inlet of the regenerator: 125-140 o With and 4.2-6.5 kg / cm 2 . They were selected empirically, confirmed by calculation and are optimal, since they simultaneously provide the greatest power of the installation and almost complete condensation of vapors in the regenerator section.
При заданном диапазоне полного давления рабочего тела на входе в регенератор 4,2-6,5 кг/см2, парциальное давление водяного пара в нем позволяет практически полностью завершить процесс конденсации в пределах этого аппарата.With a given range of the total pressure of the working fluid at the inlet of the regenerator 4.2-6.5 kg / cm 2 , the partial pressure of water vapor in it allows almost complete completion of the condensation process within this apparatus.
При снижении давления ниже 4,2 кг/см2 уменьшается температура конденсации пара и резко падает мощность паровой турбины, увеличиваются габариты теплообменных аппаратов и их стоимость. Увеличение же давления выше 6,5 кг/см2 вызывает снижение мощности основной турбины и всей установки, ужесточение требований к прочности регенератора и его эксплуатации, удорожание оборудования.When the pressure drops below 4.2 kg / cm 2 the temperature of steam condensation decreases and the power of the steam turbine drops sharply, the dimensions of the heat exchangers and their cost increase. An increase in pressure above 6.5 kg / cm 2 causes a decrease in the power of the main turbine and the entire installation, toughening the requirements for the strength of the regenerator and its operation, and the cost of equipment.
Аналогично, с уменьшением температуры ниже 125oС резко ухудшается работа паровой турбины, возрастают размеры, металлоемкость, стоимость всего контура и пр. При температуре более 140oС, хотя массогабаритные параметры улучшаются и мощность паровой турбины растет, но мощность парогазовой турбины и всей установки падает более быстрыми темпами.Similarly, with a decrease in temperature below 125 o C, the operation of a steam turbine sharply worsens, dimensions, metal consumption, the cost of the entire circuit, etc. increase. At temperatures above 140 o C, although the weight and size parameters improve and the power of the steam turbine grows, the power of the combined cycle gas turbine and the entire installation falling faster.
По ходу потока в регенераторе происходит снижение температуры на 25-40o и давления на 0,1-0,15 кг/см2.In the direction of flow in the regenerator there is a decrease in temperature by 25-40 o and pressure by 0.1-0.15 kg / cm 2 .
Помимо конденсации паров впрыска, в установке конденсируются пары, образующиеся в результате сгорания водорода топлива (избыточная вода). Количество избыточной воды может составить около 0,45-0,6 кг на кг сожженного метана. По опытным данным, при сгорании 1 куб. м природного газа, состоящего из метана и его гомологов, образуется около 2 куб. м водяного пара. При его полной конденсации образуется 1,6 кг воды и выделяется около 4000 кДж тепла. Все это утилизируется в предлагаемом способе, повышая КПД. Получение избыточной воды имеет важное значение для объектов с дефицитом воды. In addition to condensation of injection vapors, the vapors generated by the combustion of hydrogen fuel (excess water) condense in the installation. The amount of excess water can be about 0.45-0.6 kg per kg of methane burned. According to experimental data, during the combustion of 1 cubic meter. m of natural gas, consisting of methane and its homologues, about 2 cubic meters are formed. m of water vapor. With its complete condensation, 1.6 kg of water is formed and about 4000 kJ of heat is released. All this is utilized in the proposed method, increasing efficiency. Obtaining excess water is important for water-scarce facilities.
На чертеже показана схема ПГУ-К. В газовом тракте установки последовательно размещены компрессор 1, парогазовая турбина 2 с камерой сгорания 3, снабженные устройствами для впрыска пара (на схеме не показаны), утилизационный котел-парогенератор (УКПГ) 4, регенератор 5, многоступенчатый турбодетандер 6, оборудованный сепараторами 7 капельной влаги. The drawing shows a diagram of CCGT-K. A compressor 1, a combined-cycle turbine 2 with a combustion chamber 3, equipped with steam injection devices (not shown in the diagram), a recovery boiler-steam generator (UKPG) 4, a regenerator 5, a multi-stage turboexpander 6, equipped with droplet separators 7 are sequentially placed in the gas path of the installation .
УКПГ 4 и регенератор 5 заключены в герметичную теплоизолированную камеру 8, работающую под избыточным давлением. UKPG 4 and regenerator 5 are enclosed in a sealed heat-insulated chamber 8, operating under excess pressure.
Регенератор 5, паровая турбина 9, воздушный конденсатор 10, паропровод 11 и конденсатопровод 12 с насосом 13 составляют паротурбинный контур. The regenerator 5, the steam turbine 9, the air condenser 10, the steam line 11 and the condensate line 12 with the pump 13 comprise a steam turbine circuit.
На валах обеих турбин установлены электрогенераторы 14 и 15. Установка снабжена системой отвода, сбора, обработки и циркуляции конденсата, включающей сепараторы 7, конденсатоотводчик 16 у камеры 8 на участке регенератора 5, деаэратор 17 и конденсатные насосы 18, 19, питательный 20 и циркуляционный 21 насосы, соединенные общей конденсатной линией 22. Generators 14 and 15 are installed on the shafts of both turbines. The installation is equipped with a condensate drainage, collection, processing and circulation system, including separators 7, a steam trap 16 near the chamber 8 in the regenerator 5 section, a deaerator 17 and condensate pumps 18, 19, feed 20 and circulation 21 pumps connected by a common condensate line 22.
Между ступенями компрессора 1 установлен промежуточный воздухоохладитель 23 контактного типа. Конденсатоотводчик 16 снабжен патрубком 24 с вентилем для удаления избыточного конденсата. Between the stages of the compressor 1 is installed an intermediate air cooler 23 of the contact type. The steam trap 16 is equipped with a pipe 24 with a valve for removing excess condensate.
Способ реализуют следующим образом. The method is implemented as follows.
Наружный воздух засасывают и сжимают в многоступенчатом компрессоре 1, сжатый воздух и топливо (природный газ) по линии 25 подают в камеру сгорания 3, куда впрыскивают пар из УКПГ по паропроводу 26. Образующуюся ПГС направляют в турбину 2, куда также подается пар на охлаждение высокотемпературных элементов. Отработавшую в турбине ПГС охлаждают последовательно в УКПГ 4 и регенераторе 5. Вырабатываемый в нем пар низкого давления по паропроводу 11 направляют в паровую турбину 9, отработавший пар - в воздушный конденсатор 10, а конденсат откачивают через конденсатопровод 12 насосом 13 на вход в регенератор 5. Outside air is sucked in and compressed in a multi-stage compressor 1, compressed air and fuel (natural gas) are supplied via line 25 to combustion chamber 3, where steam from the gas treatment unit is injected via steam line 26. The resulting ASG is sent to turbine 2, where steam is also supplied for cooling high-temperature elements. The ASG spent in the turbine is cooled sequentially in UKPG 4 and the regenerator 5. The low-pressure steam generated in it is sent through the steam line 11 to the steam turbine 9, the exhaust steam is sent to the air condenser 10, and the condensate is pumped through the condensate line 12 by the pump 13 to the inlet of the regenerator 5.
Параметры работы паровой турбины (давление до и после в пределах 0,9-0,85 и 0,098-0,13 кг/см2) таковы, что в воздушном конденсаторе 10 за счет охлаждения трубных пучков при обдуве вентиляторным потоком окружающего воздуха обеспечивается полная конденсация пара.The parameters of the steam turbine (pressure before and after in the range of 0.9-0.85 and 0.098-0.13 kg / cm 2 ) are such that in the air condenser 10 due to cooling of the tube bundles when blowing with a fan stream of ambient air, full condensation is ensured couple.
На входе в регенератор 5 в камере 8 поддерживают давление ПГС в пределах 4,2-6,5 кг/см2, а температуру 125-140oС. При прохождении участка регенератора 5 ПГС охлаждается, ее температура и давление убывают, например, до 90-100oС и 4-4,1 кг/см2. В этих условиях происходит конденсация большей части, более 90%, водяных паров в ПГС. Выпавший конденсат отводят из камеры 8 в конденсатную линию 22 с помощью конденсатоотводчика 16, а избыточную влагу удаляют через патрубок 24.At the inlet of the regenerator 5 in the chamber 8, the pressure of the ASG is maintained in the range of 4.2-6.5 kg / cm 2 and the temperature is 125-140 o C. When passing through the area of the regenerator 5, the ASG is cooled, its temperature and pressure decrease, for example, to 90-100 o C and 4-4.1 kg / cm 2 . Under these conditions, condensation of most, more than 90%, of water vapor in the ASG occurs. The precipitated condensate is discharged from the chamber 8 to the condensate line 22 using a steam trap 16, and excess moisture is removed through the pipe 24.
Из камеры 8 ПГС направляют в турбодетандер 6 для срабатывания избыточного давления, а далее в сепараторы 7 для улавливания и отвода оставшегося конденсата в виде капельной влаги. From the chamber 8, the ASG is sent to a turboexpander 6 for triggering excess pressure, and then to the separators 7 for trapping and removing the remaining condensate in the form of droplet moisture.
Из сепараторов 7 конденсат откачивают насосом 18 в линию 22, куда подается конденсат от конденсатоотводчика 16. Далее насосом 19 конденсат закачивают под напором в верхнюю часть воздухоохладителя 23, где его распыляют, например, форсунками (не показаны); в нижнюю часть подают сжатый воздух из первой ступени компрессора 1. В воздухоохладителе 23 в процессе контактного тепломассобмена сжатого воздуха и конденсата в капельном состоянии воздух увлажняют и охлаждают, и направляют во вторую ступень компрессора 1, а конденсат насосом 21 откачивают в деаэратор 17 для дегазации. Отсюда питательным насосом 20 очищенный конденсат подают в УКПГ 4. From the separators 7, the condensate is pumped out by the pump 18 to the line 22, where the condensate is supplied from the condensate drain 16. Next, the condensate pump 19 is pumped under pressure into the upper part of the air cooler 23, where it is sprayed, for example, by nozzles (not shown); compressed air from the first stage of compressor 1 is supplied to the lower part. In the air cooler 23, in the process of contact heat and mass transfer of compressed air and condensate in the droplet state, the air is humidified and cooled, and sent to the second stage of compressor 1, and the condensate is pumped into the deaerator 17 by pump 21 for degassing. From here, the purified condensate is fed to UKPG 4 by a feed pump 20.
Таким образом, реализация заявленных отличительных признаков: заданных параметров ПГС в регенераторе с утилизацией тепла в паротурбинном контуре при дальнейшей утилизации в многоступенчатом турбодетандере с сепарацией влаги обеспечивает технологический оптимум работы установки, решает поставленную задачу - полная конденсация паров ПГС при максимальной мощности и тепловой экономичности. Thus, the implementation of the claimed distinguishing features: the specified parameters of ASG in a regenerator with heat recovery in a steam turbine circuit during further utilization in a multi-stage turboexpander with moisture separation provides the technological optimum of the installation, solves the problem - complete condensation of ASG vapor at maximum power and thermal efficiency.
Пример конкретной реализации способа
Наружный атмосферный воздух с температурой 15oС засасывают в количестве 52,4 кг/с (модельный расчетный режим как наиболее рациональный) в первую ступень компрессора 1, где его сжимают до давления 7,15 кг/см2, при этом он нагревается до 263oС. Из 1-й ступени воздух попадает на промежуточное охлаждение в воздухоохладитель 23, сюда же направляют конденсат в количестве 33 кг/с и распыляют форсунками. В результате тепломассообмена в противотоке воздух охлаждают до 94oС и подают во 2-ю ступень компрессора 1, где его сжимают до 66,5 кг/см2.An example of a specific implementation of the method
Outside atmospheric air with a temperature of 15 o C is sucked up in an amount of 52.4 kg / s (model design mode as the most rational) in the first stage of compressor 1, where it is compressed to a pressure of 7.15 kg / cm 2 , while it heats up to 263 o C. From the 1st stage, the air enters the intermediate cooling in the air cooler 23, condensate is sent there in the amount of 33 kg / s and sprayed with nozzles. As a result of heat and mass transfer in countercurrent, the air is cooled to 94 o C and served in the 2nd stage of the compressor 1, where it is compressed to 66.5 kg / cm 2 .
В камеру сгорания по линии 25 подают топливо - природный газ, состоящий в основном из метана, в количестве 2,76 кг/с с коэффициентом расхода воздуха 1,1 и впрыскивают пар из котла 4 с параметрами впрыска: расход 25,6 кг/с, температура 338oС, давление 71 кг/см2. Пар подают и в турбину 2 для охлаждения высокотемпературных элементов.Fuel is supplied to the combustion chamber through line 25 - natural gas, consisting mainly of methane, in the amount of 2.76 kg / s with an air flow coefficient of 1.1 and steam is injected from boiler 4 with injection parameters: flow rate of 25.6 kg / s , temperature 338 o C, pressure 71 kg / cm 2 . Steam is also supplied to turbine 2 for cooling high-temperature elements.
На входе в турбину 2 ПГС в количестве 84,8 кг/с имеет давление 66,5 кг/см2 и температуру 1310oС. Отработавшую в турбине ПГС с расходом 88 кг/с, температурой 677oС и давлением 4,3 кг/см2 направляют в камеру 8, где она отдает тепло котлу 4 и регенератору 5. При этом давление и температуру ПГС поддерживают на уровне 4,2 кг/см2 и 125oС; параметры на выходе из регенератора: 4,1 кг/см2 и 90oС (ср. с давлением на линии насыщения при температуре 125 и 90oС: соответственно 2,34 и 1,013 кг/см2).At the inlet to the turbine 2, the ASG in the amount of 84.8 kg / s has a pressure of 66.5 kg / cm 2 and a temperature of 1310 o C. The spent ASG turbine in the turbine with a flow rate of 88 kg / s, a temperature of 677 o C and a pressure of 4.3 kg / cm 2 is sent to the chamber 8, where it gives off heat to the boiler 4 and the regenerator 5. In this case, the pressure and temperature of the ASG are maintained at 4.2 kg / cm 2 and 125 o C; parameters at the outlet of the regenerator: 4.1 kg / cm 2 and 90 o C (compare with the pressure on the saturation line at a temperature of 125 and 90 o C: 2.34 and 1.013 kg / cm 2, respectively).
При таких режимных параметрах в регенераторе вырабатывается пар с давлением 0,9 кг/см2 и температурой 111oС в количестве 28,4 кг/с, обеспечивая мощность паровой турбины 98,4 МВт. Параметры пара за паровой турбиной 0,098 кг/см2 при сухости 0,93.With these operating parameters, steam is generated in the regenerator with a pressure of 0.9 kg / cm 2 and a temperature of 111 o C in an amount of 28.4 kg / s, providing a steam turbine power of 98.4 MW. The parameters of the steam behind the steam turbine 0,098 kg / cm 2 with a dryness of 0.93.
Из камеры 8 ПГС в количестве 30 кг/с с большим избыточным давлением направляют в турбодетандер 6. Режим работы (число ступеней) детандера таков, что на его выходе температура ПГС не превышает 55oС, а давление 1,013 кг/см2 - достаточное для выхлопа в атмосферу. В процессе расширения ПГС в турбодетандере происходит дальнейшее выделение влаги, в том числе избыточной.From an ASG chamber 8 in an amount of 30 kg / s with a large excess pressure, they are sent to a turboexpander 6. The operation mode (number of steps) of the expander is such that at its outlet the ASG temperature does not exceed 55 ° C, and a pressure of 1.013 kg / cm 2 is sufficient to exhaust into the atmosphere. In the process of expansion of ASG in a turboexpander, further moisture is released, including excess moisture.
Мощностные показатели установки: мощность компрессора - первой и второй ступени 13,3 и 23, детандера 7, паровой турбины 7, 9, полезная электрическая мощность установки 76,2 (МВт). Power indicators of the installation: compressor power - the first and second stages 13.3 and 23, expander 7, steam turbine 7, 9, useful electrical power of the installation 76.2 (MW).
КПД брутто 50,8%. Efficiency gross 50.8%.
Высокие показатели схемы, глубокая утилизация тепла, полная конденсация в контуре впрыснутого пара, получение избыточной воды - все это свидетельствует о высокой экологической и технологической эффективности предлагаемого решения. High performance of the circuit, deep heat recovery, complete condensation in the injected steam circuit, the generation of excess water - all this indicates the high environmental and technological efficiency of the proposed solution.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002126387/06A RU2211343C1 (en) | 2002-10-04 | 2002-10-04 | Method of and plant for recovery of heat in contact-type steam-gas plant |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002126387/06A RU2211343C1 (en) | 2002-10-04 | 2002-10-04 | Method of and plant for recovery of heat in contact-type steam-gas plant |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2211343C1 true RU2211343C1 (en) | 2003-08-27 |
Family
ID=29246840
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002126387/06A RU2211343C1 (en) | 2002-10-04 | 2002-10-04 | Method of and plant for recovery of heat in contact-type steam-gas plant |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2211343C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2549004C1 (en) * | 2013-12-24 | 2015-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" | Regenerative gas-turbine expansion unit |
RU2607118C2 (en) * | 2015-02-16 | 2017-01-10 | Евгений Глебович Шадек | Method and system for deep heat recovery of boiler combustion products of thermal power plants |
WO2022011385A1 (en) * | 2020-07-10 | 2022-01-13 | Uop Llc | A process for pvc-containing mixed plastic waste pyrolysis |
-
2002
- 2002-10-04 RU RU2002126387/06A patent/RU2211343C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Масленников В.М. и др. Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики. - М.: Наука, 1983, с.249, рис.12-3. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2549004C1 (en) * | 2013-12-24 | 2015-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" | Regenerative gas-turbine expansion unit |
RU2607118C2 (en) * | 2015-02-16 | 2017-01-10 | Евгений Глебович Шадек | Method and system for deep heat recovery of boiler combustion products of thermal power plants |
WO2022011385A1 (en) * | 2020-07-10 | 2022-01-13 | Uop Llc | A process for pvc-containing mixed plastic waste pyrolysis |
US12024680B2 (en) | 2020-07-10 | 2024-07-02 | Uop Llc | Process for PVC-containing mixed plastic waste pyrolysis |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP1039115B1 (en) | Gas turbine system | |
CN102451605B (en) | Carbon dioxide recovery method and carbon- dioxide-recovery-type steam power generation system | |
CN101287893B (en) | Method for increasing the efficiency of a combined gas/steam power station with integrated fuel gasifier | |
RU2594096C2 (en) | Device for compression of carbon dioxide | |
RU2373403C1 (en) | Electric power station steam-gas unit | |
EP1827656A1 (en) | Method for removing and recovering co2 from an exhaust gas | |
CN1737351A (en) | System and method for improving efficiency of combined cycle electric power plant | |
RU2273741C1 (en) | Gas-steam plant | |
CN102451599A (en) | Carbon dioxide recovery method and carbon-dioxide-recovery-type steam power generation system | |
CN103228890A (en) | Combined cycle power plant with CO2 capture and method to operate it | |
EA008112B1 (en) | Humid air turbine cycle with carbondioxide recovery | |
RU2211343C1 (en) | Method of and plant for recovery of heat in contact-type steam-gas plant | |
RU2616148C2 (en) | Electric power generation device with high temperature vapour-gas condensing turbine | |
WO1997044574A1 (en) | Method and plant for power generation in a gas turbine based on gaseous fuels in a cycle with the residual products carbon dioxide and water, respectively | |
RU2409746C2 (en) | Steam-gas plant with steam turbine drive of compressor and regenerative gas turbine | |
RU118360U1 (en) | INSTALLATION OF ELECTRIC-HEAT-WATER SUPPLY OF ENTERPRISES OF MINING, TRANSPORT AND PROCESSING OF HYDROCARBON RAW MATERIALS | |
RU2272914C1 (en) | Gas-steam thermoelectric plant | |
RU2272915C1 (en) | Method of operation of gas-steam plant | |
RU2179248C1 (en) | Process and combined-cycle plant for heat recovery in combined cycle | |
RU2605879C2 (en) | Power plant combined-cycle plant | |
RU2261337C1 (en) | Power and heating plant with open power and heat supply system | |
RU2362022C1 (en) | Cobmined cycle gas turbine unit for electrical power plant | |
RU2740670C1 (en) | Method of operation of steam-gas plant of power plant | |
RU2259487C1 (en) | Method for operation of main electrical and heating line with open thermal system | |
RU2791638C1 (en) | Gas-steam power plant |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20041005 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20071027 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081005 |